Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м (стр. 12 из 22)

Текущая плотность сетки скважин на выбранном участке составляет

м²/скв, (18)

где F – площадь участка, м²;

n – количество скважин

Плотность сетки скважин после строительства бокового ствола

м²/скв, (19)

3.5.2 Обоснование проектного дебита скважины

Принятые допущения при обосновании проектного дебита:

– значение нефтенасыщенности верхней пачки в зоне расположения забоя проектного бокового ствола определяется, исходя из выработки этой пачки скважинами №1556 и №163, при этом коэффициент извлечения составляет 0,097;

– выработки верхней пачки в зонах дренирования скважин №1555 и №2407 не происходило;

Остаточная нефтенасыщенность верхней пачки

, (20)

где β_о^в – остаточная нефтенасыщенность верхней пачки, доли единицы;

β_н^в – начальная нефтенасыщенность верхней пачки, доли единицы

Остаточная нефтенасыщенность основной пачки

, (21)

где β_о^о – остаточная нефтенасыщенность основной пачки, доли единицы;

β_н^о – начальная нефтенасыщенность основной пачки, доли единицы

Водонасыщенность пласта при условии, что газ находится в растворенном в нефти состоянии верхней пачки

β_в^в = 1 – β_о^в = 1 – 0,68 = 0,32, (22)

основной пачки

β_в^о = 1 – β_о^о = 1 – 0,25 = 0,75 (23)

Используя кривые относительных фазовых проницаемостей (рисунок 14), определяем фазовые проницаемости для воды и нефти в зоне проектного забоя.

Согласно кривым относительные проницаемости составляют

– для верхней пачки: по воде к_в^/ = 2%, по нефти к_н^/ = 18%;

– для основной пачки: по воде к_в^/ = 29%, по нефти к_н^/ = 1%.

Фазовые проницаемости по продуктивным пачкам

– верхняя пачка

к_н = к · к_н^/ = 0,285 · 0,18 = 0,051 мкм², (24)

к_в = к · к_в^/ = 0,285 · 0,02 = 0,006 мкм², (25)

– основная пачка

к_н = к · к_н^/ = 0,484 · 0,01 = 0,005 мкм², (26)

к_в = к · к_в^/ = 0,484 · 0,29 = 0,140 мкм², (27)

где к – среднее значение проницаемости по продуктивным пачкам, мкм²

Кривые относительных проницаемостей получены экспериментальным путем для девонских песчаников пласта DI Туймазинского месторождения.

Рисунок 14 – Экспериментальные кривые относительных фазовых проницаемостей девонских песчаников для нефти и воды пласта DI Туймазинского месторождения

Среднее пластовое давление по участку

МПа, (28)

где Р_i – пластовые давления, измеренные в окружающих скважинах, МПа

Радиус контура питания скважины

м, (29)

Проектный дебит скважины

– верхняя пачка

по воде:

, (30)